Важным технологическим этапом перед проведением капитального или текущего ремонта скважин остается операция по глушению, в процессе которой происходит проникновение фильтрата в призабойную зону пласта. Воздействие технологических жидкостей и их фильтрата на горную породу оказывает существенное влияние на фильтрационно-емкостные свойства карбонатных коллекторов, которые снижаются по причине миграции мелких частиц. Известно немного научных исследований, изучавших процесс взаимодействия фильтрата жидкости глушения с карбонатной горной породой и миграцию мелких частиц. В наших экспериментах использовалась водная фаза, которая является основой для глушения скважин в чистом виде, для приготовления блокирующих составов и используется в системе поддержания пластового давления. С образцами керна, отобранными из продуктивной части коллектора, моделировался процесс глушения скважины с созданием пластовых термобарических условий. Фильтрат жидкости глушения выдерживался в течение семи суток, что характеризует среднее время проведения ремонтных работ на добывающих скважинах месторождений Пермского края. С использованием микрорентгеновской томографии и сканирующего электронного микроскопа получены изображения до и после эксперимента, которые позволили установить факт снижения общего количества пустот из-за миграции мелких частиц и, как следствие, снижение проницаемости образцов. Измерение pH и концентрации частиц в водной фазе выполнено до и после эксперимента и свидетельствует о минеральных реакциях, которые произошли в результате растворения горной породы. Результаты проведенных экспериментов позволили установить снижение проницаемости карбонатных образцов в среднем на 50 %, обусловленное кольматацией пустотного пространства и миграцией мелких частиц (глинистые и неглинистые).
Гидродинамические исследования скважин при неустановившихся режимах являются инструментом мониторинга процессов нефтеизвлечения. Технологии проведения исследований, реализуемые в механизированных скважинах, предусматривают предварительный пересчет измеренных параметров в забойное давление, что приводит к результирующим погрешностям в определении фильтрационных параметров. Предлагается адаптация результатов интерпретации гидродинамических исследований, выполненных в механизированных скважинах. На основе оригинального способа математической обработки большого объема промысловых данных для геолого-физических условий объектов разработки нефтяных месторождений построены многомерные модели дебитов скважин, включающие определяемые при интерпретации исследований фильтрационные параметры. Признаком достоверности фильтрационного параметра предлагается считать максимальную сходимость дебита, рассчитанного по многомерной модели, и величины, полученной при исследовании скважины. Анализ разработанных многомерных моделей предлагается использовать для оценки условий фильтрации и установления индивидуальных особенностей притока нефти к скважинам в пределах объектов разработки. Для башкирско-серпуховских и турнейско-фаменских карбонатных отложений установлено влияние величины забойного давления на дебиты скважин, что подтверждает известное предположение о возможных деформациях карбонатных коллекторов в призабойных зонах и является признаком физичности разработанных многомерных моделей. Преимуществом предлагаемого подхода является возможность его применения для адаптации результатов любых технологий исследований и методов интерпретации.
Гидравлический разрыв пласта является эффективным способом интенсификации добычи нефти, который в настоящее время широко применяется в разных условиях, в том числе в сложнопостроенных карбонатных коллекторах. В условиях рассматриваемого месторождения проведение гидравлического разрыва пласта приводит к значительной дифференциации показателей технологической эффективности, что обуславливает целесообразность детального изучения закономерностей трещинообразования. По всем скважинам – объектам воздействия выполнена оценка пространственной ориентации образовавшихся трещин с помощью разработанной косвенной методики, достоверность которой подтверждена геофизическими методами. В ходе анализа установлено, что во всех случаях трещина ориентирована в направлении участка элемента системы разработки, характеризующегося максимальным пластовым давлением. При этом значения пластового давления по всем скважинам определены на один момент времени (на начало гидроразрыва пласта) с использованием методов машинного обучения. Достоверность используемых методов машинного обучения подтверждена высокой сходимостью с фактическими (историческими) пластовыми давлениями, полученными при гидродинамических исследованиях скважин. Полученный вывод о влиянии величины пластового давления на закономерности трещинообразования следует учитывать при планировании гидравлического разрыва пласта в рассматриваемых условиях.
Определение пластового давления в зонах отбора скважин является ключевой задачей мониторинга разработки месторождений углеводородов. Непосредственные измерения пластового давления требуют продолжительной остановки скважин, что приводит к недобору в добыче сырья и вероятности возникновения технических проблем с последующим запуском скважин. Невозможность одномоментной остановки всех скважин фонда затрудняет оценку реального энергетического состояния залежи. В статье приводятся исследования, направленные на разработку косвенной методики определения пластового давления без остановки скважин на исследование, позволяющей определять его величину в любой момент времени. В качестве математической основы используются два метода искусственного интеллекта – многомерный регрессионный анализ и нейронная сеть. Методика, основанная на построении уравнений множественной регрессии, демонстрирует достаточную работоспособность, но высокую чувствительность к исходным данным. Данная методика позволяет также исследовать процесс формирования пластового давления в различные периоды разработки залежей. Ее применение целесообразно при регулярных фактических определениях значений показателей, используемых в качестве исходных данных. Методика, основанная на искусственной нейронной сети, позволяет достоверно определять пластовое давление даже при минимальном наборе исходных данных и реализована в виде специально разработанного программного продукта. Актуальной задачей продолжения исследований является оценка перспективных прогностических особенностей методов искусственного интеллекта для оценки энергетического состояния залежей в зонах отбора углеводородов.
Статья посвящена изучению особенностей формирования призабойных зон продуктивных пластов в процессе эксплуатации добывающих скважин месторождений севера Пермского края, отличительной особенностью которых является высокая газонасыщенность пластовой нефти. В качестве критерия, характеризующего состояние призабойной зоны, использован параметр, наиболее широко применяемый в отечественной и мировой практике – скин-фактор. Анализ научных публикаций показал, что одной из основных проблем применения скин-фактора для оценки состояния призабойных зон является неоднозначность трактовок его физического смысла и невозможность выделения превалирующих факторов, формирующих его величину. В статье предложен подход к выделению таких факторов в условиях рассматриваемых месторождений, основанный на многомерном корреляционно-регрессионном анализе. Выбор данного инструмента обусловлен сложностью процессов, происходящих в системе «пласт – призабойная зона – скважина». При описании сложных многофакторных процессов выбранный метод демонстрирует высокую степень достоверности. Для большого количества скважин региона собран и обобщен значительный материал, включающий результаты определения скин-фактора (1102 значения) при проведении гидродинамических исследований, а также данные о значениях различных геолого-технологических показателей, которые, вероятно, могут быть статистически связаны с величиной скин-фактора. Построена серия многомерных математических моделей; в качестве прогнозируемого параметра использован скин-фактор, в качестве независимых признаков – данные о значениях геолого-технологических показателей. Анализ построенных моделей является ключевым этапом настоящего исследования, в ходе которого изучен набор параметров, включенных в многомерные модели, последовательность их включения и вклад в общую величину достигнутого коэффициента детерминации как основного показателя работоспособности построенных моделей. Установлено, что основным фактором, влияющим на состояния призабойной зоны, является разгазирование нефти. Определены существенные различия в особенностях формирования скин-фактора в терригенных и карбонатных отложениях рассматриваемых месторождений.
Значительная доля разрабатываемых нефтяных активов, относящихся к карбонатным сложнопостроенным объектам, заметно возросла на территории России, в том числе и в Пермском крае. Достоверное знание параметров трещинно-порового типа коллектора позволяет уточнить действующие геолого-гидродинамические модели (ГГДМ), подобрать рациональную систему разработки, регулировать процессы разработки и обеспечить для данного пласта оптимальные геолого-технические мероприятия. При построении и адаптации ГГДМ нефтяных месторождений, особенно относящихся к сложнопостроенным карбонатным коллекторам, важное значение имеет знание как горизонтальной, так и вертикальной проницаемости (параметра анизотропии). При создании ГГДМ карбонатных объектов месторождений Пермского края зачастую вертикальную проницаемость принимают равной нулю, хотя это далеко не так. Определение вертикальной проницаемости (параметра анизотропии), ее динамика при изменении пластового и забойного давлений и использование в ГГДМ является актуальной задачей, которая позволит повысить качество и достоверность использования цифровых моделей для расчета и прогнозирования процесса добычи нефти. В статье описана методика определения анизотропии проницаемости по данным интерпретации гидродинамических исследований скважин. По предложенной методике определения параметра анизотропии обработаны результаты более 200 исследований, проведенных на добывающих и нагнетательных скважинах фаменской залежи Гагаринского месторождения. Для каждой литолого-фациальной зоны построена зависимость показателя анизотропии проницаемости от забойного давления. Для прогнозирования и оценки эффективности применяемых геолого-технических мероприятий и технологических показателей разработки автором модифицирована геолого-гидродинамическая модель с учетом полученных зависимостей об изменении параметра анизотропии. С помощью модифицированной гидродинамической модели удалось значительно улучшить адаптацию как по добывающим, так и по нагнетательным скважинам. Таким образом, повысилось качество и достоверность цифровой модели фаменской залежи Гагаринского месторождения для расчетов и прогнозирования процесса добычи нефти.
